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Eni: analisi tecnica

Pubblicato 22.10.2017, 11:01
Aggiornato 09.07.2023, 12:32


Per assistere ad un miglioramento del quadro grafico il titolo ENI SpA (MI:ENI)dovrebbe in primis riuscire ad attestarsi al di sopra di quota 14.60 euro, per poi puntare verso i 15.0 euro.

Guardando più in alto, il confronto con la resistenza chiave a 15.19 euro sarà un importante banco di prova per saggiare il potenziale di crescita di medio/lungo termine. Oltre questo livello gli obiettivi sono ipotizzabili a 15,50 e 15,70 euro in prima battuta (2° target area 16,30 euro).

Il supporto fondamentale di breve/medio periodo è posizionato a 13.03 euro ed avrà il compito di impedire ai corsi di rivedere area 12.70 euro (il supporto fondamentale di medio/lungo termine è posizionato in area 12.45 euro). Il titolo in 6 mesi ha ceduto il 5%, +0.50% in 12 mesi, -7% in due anni e -22% in 5 (dal 2000 ad oggi +40%).

Nel primo semestre dell’anno Eni (MI:ENI) ritiene di aver ottenuto risultati eccellenti che hanno confermato la bontà della strategia. Il Gruppo ha avviato in tempi record la produzione di tre grandi progetti offshore in Ghana, Angola e Indonesia, dimostrando l'eccellenza anche nella fase di sviluppo, oltre che in quella esplorativa che ha garantito nel primo semestre 500 milioni di barili di nuove risorse. Nei primi sei mesi dell’anno, il gruppo ha così ottenuto circa 200 mila boe/giorno di nuova produzione, raggiungendo un tasso di crescita superiore al 6% e proseguendo nel trend intrapreso già nei mesi precedenti. A questo si andrà ad aggiungere l’avvio della produzione del campo di Zohr, che avverrà entro la fine dell’anno. Questi risultati sono stati realizzati mantenendo una struttura di spesa estremamente efficiente, grazie alla quale il Gruppo ridurrà i capex di circa il 18% rispetto al 2016 come da piano. I business del gas, della R&M e della Chimica continuano a ottenere risultati sopra le attese: la Chimica, in particolare, ha raggiunto un risultato record con oltre €300 milioni di EBIT, segno che gli sforzi fatti per il potenziamento, riposizionamento dei portafogli prodotti e la ricerca di efficienza stanno dando i loro frutti.
Tutto questo ha consentito, nonostante uno scenario Brent ancora volatile, una generazione organica di cassa di circa €5 miliardi con un free cash flow di €700 milioni: Eni quindi è in grado di confermare gli obiettivi di copertura organica di investimenti e dividendo.

Indicatori tecnici (sett.):
RSI(14)Neutrale
STOCH (9,6)Ipercomprato
STOCHRSI (14)Ipercomprato
MACD(12,26)Vendere
ATR(14)meno volatilità
CCI(14)Comprare
ADX(14)Comprare
ROC Comprare
UO Comprare
Williams R: Comprare.

Medie mobili esponenziali:
il prezzo è collocato al di sopra di Ema20, quest’ultima è superiore a Ema50; entrambe sono inferiori alla media mobile di periodo 200 (SMA). Secondo questa teoria non è in atto l’orientamento più ribassista possibile.

Bande di Bollinger (vedi grafico): i trader colgono dei segnali di acquisto quando il prezzo tocca la banda inferiore, o si allunga per breve periodo al di fuori di essa, colgono invece dei segnali di vendita quando il prezzo tocca la banda di Bollinger superiore, o si allunga per breve tempo al di fuori di essa (questo ind. Funziona meglio durante una fase di contrazione del range).

Beta: 0.71
Ratio Prezzo/Utile: 65.54
Eps: 0.21
Range 52 settimane: 12.26 - 15.92 euro

Evoluzione prevedibile della gestione

Exploration & Production
Confermato il target 2017 di nuove risorse esplorative: 0,8 miliardi di boe al costo unitario di circa 1 $/barile.
Produzione 2017: confermato il target di 1,84 milioni boe/g (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti (Indonesia, Angola e Ghana) e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Kazakhstan, Egitto e Norvegia. L’imprevista interruzione dell’attività produttiva in Val d’Agri protrattasi per quasi un intero trimestre e gli effetti dei tagli OPEC saranno compensati dalle ulteriori iniziative di ottimizzazione della produzione messe in atto e dall’avvio anticipato dei grandi progetti in Angola, Indonesia e Ghana.
Gas & Power
Previsto risultato strutturale positivo dal 2017.
Confermati i miglioramenti attesi della posizione di costo attraverso interventi sui contratti longterm in gran parte già finalizzati nel corso del primo semestre. Obiettivo di mantenimento della quota di mercato nei segmenti “large” e “retail” incrementando il valore della base clienti grazie allo sviluppo di offerte commerciali innovative, ai servizi integrati e all’ottimizzazione dei processi commerciali e operativi.
Refining & Marketing e Chimica
Confermato il target del margine di raffinazione di breakeven a 3 $/barile nel 2018. Lavorazioni in conto proprio attese in leggero calo a causa dell’indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria Sannazzaro e della fermata di Taranto, in parte compensati da maggiori volumi a Livorno e Milazzo. In un contesto di forte pressione competitiva, Eni prevede di mantenere i volumi venduti di prodotti petroliferi rete e la quota di mercato in Italia, facendo leva sulla differenziazione dell’offerta e sull’innovazione. In Europa volumi a perimetro omogeneo in leggera crescita.
Nella Chimica volumi di vendita in leggero aumento grazie alla maggiore disponibilità da produzione. Margini in flessione nel cracker e nel polietilene.
Gruppo
Confermato l’obiettivo di riduzione dei capex 2017 su base proforma di circa il 18% vs 2016, cioè al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni e agli anticipi da parte dei partner di Stato nel progetto Zohr in Egitto.
Cash neutrality: confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 60 $/barile nel 2017. Leverage a fine 2017: in netta riduzione rispetto al 2016 anche grazie al perfezionamento di operazioni di portafoglio, tra cui in particolare la cessione del Mozambico.

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Risultati adjusted > L’utile operativo adjusted del semestre è quasi quadruplicato a €2,85 miliardi rispetto al primo semestre 2016, per effetto oltre che della ripresa del prezzo del petrolio (+30% il riferimento Brent), della crescita delle produzioni d’idrocarburi e dell’eccellente performance dei business mid e downstream grazie alle rinegoziazioni dei contratti gas e alle ristrutturazioni eseguite negli esercizi passati che hanno consentito di catturare in modo pieno lo scenario più favorevole.
Risultato netto adjusted: €1,21 miliardi (+€1,52 miliardi). Risultato netto reported: €0,98 miliardi (+€1,81 miliardi rispetto al 2016).
Cash flow > Robusta generazione di cassa operativa a €4,64 miliardi, +50% rispetto al semestre 2016. Su base adjusted, prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino il flusso di cassa operativa si ridetermina in €4,88 miliardi.
Ottimizzazione dei capex e autofinanziamento > Investimenti pari a €4,97 miliardi nel semestre (€4,27 miliardi su base pro-forma1) finalizzati al completamento dei grandi progetti avviati come da programma nella prima parte nel 2017. Nel semestre copertura organica capex pro-forma a circa il 110%. Su base annua prevista riduzione dei capex 2017 su base pro-forma di circa il 18% vs 2016.
Free cash flow > Generati circa €700 milioni a copertura del dividendo.
Cash neutrality > Confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di
circa 60 $/barile nel 2017.
Dismissioni > Definita la cessione del 25% dell’Area 4 in Mozambico a ExxonMobil (NYSE:XOM) per il corrispettivo di circa $2,8 miliardi. A luglio perfezionata la cessione delle attività di vendita retail di gas e di power in Belgio. Complessivamente nel 2017 sono state definite dismissioni per circa €2,9 miliardi pari al 60% del target
minimo di cessioni annunciate nel piano industriale ’17-’20.
Leverage > Al 30 giugno 2017 leverage pari a 0,32, in aumento rispetto allo 0,28 al 31 dicembre 2016; ben al di sotto dello 0,30 a fine anno sulla base delle assunzioni Eni di scenario, per effetto della gestione e delle dismissioni definite.
Acconto dividendo > Sulla base dei risultati del primo semestre 2017 e dell’outlook della Compagnia, proposto un acconto dividendo di €0,40 per azione.
Produzione di idrocarburi > 1,783 milioni di boe/giorno nel primo semestre 2017, in crescita del 2,8%. Escludendo l’effetto prezzo negativo nei contratti PSA e i tagli OPEC (complessivamente 50 mila boe/giorno), la produzione è in crescita del 6,1%. Per l’intero 2017 confermato il target di 1,84 milioni boe/giorno (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016.
Successi esplorativi > Nel semestre 2017 è proseguito il track-record di successi esplorativi. Perforati con successo due pozzi nell’Area di scoperta Amoca, nell’offshore del Messico, incrementando fino a 1,3 miliardi di barili di olio in posto le risorse dell’intera Area 1. Prevista entro fine anno la definizione del piano di sviluppo. Conseguiti ulteriori successi esplorativi in Libia, Indonesia e Norvegia, per un totale di circa 500 milioni di boe di riserve esplorative.


Lo scorso 9 ottobre Eni ha finalizzato la cessione a Rosneft di una quota del 30% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, nella quale si trova il giacimento super-giant a gas di Zohr. Le condizioni di acquisto, concordate nel dicembre 2016, prevedono un corrispettivo di 1.125 milioni di dollari e il rimborso pro quota da parte di Rosneft degli investimenti già effettuati. Eni, attraverso la sua controllata IEOC, detiene ora una quota di partecipazione nella concessione del 60%, Rosneft il 30% e BP il 10%. Questa transazione conferma ulteriormente la validità della “dual exploration strategy” di Eni che consiste nel perseguire, insieme al rapido sviluppo delle riserve scoperte, la cessione di quote minori pur mantenendo il controllo e l’operatorship. Grazie a questo approccio, che consente di accelerare la monetizzazione dei risultati delle attività esplorative, Eni è stata in grado di realizzare oltre 9 miliardi di dollari negli ultimi 4 anni. Il giacimento di Zohr, considerato il più grande giacimento di gas naturale mai rinvenuto nel Mediterraneo, è stato scoperto da Eni nell’agosto del 2015 ed è atteso entrare in produzione entro la fine del 2017, a poco più di due anni dalla scoperta, un record per il settore. Eni è presente in Egitto dal 1954, dove opera attraverso la controllata IEOC. La società è il principale produttore del paese con una produzione equity pari a circa 230.000 barili di olio equivalente al giorno.

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